تالین منصوریان: سوال اصلی كه در اینجا مطرح می‌گردد این است كه آیا چنین سیاستگذاری، در راستای اجرای قوانین بالادستی و نیاز كشور بوده است؟ با مروری به جزء (3) بند (ت) ماده (3) قانون وظایف و اختیارات وزارت نفت مبنی بر «جذب و هدایت سرمایههای داخلی و خارجی به منظور توسعه میادین هیدروكربوری با اولویت میادین مشترك از طریق طراحی الگوهای جدید قراردادی از جمله مشاركت با سرمایه‌گذاران و پیمانكاران داخلی و خارجی بدون انتقال مالكیت نفت و گاز موجود در مخازن و با رعایت موازین تولید صیانت شده» كاملا مشخص است كه چنین نیازی در كشور در سال 1390 به درستی تشخیص داده شد و قانونگذار، اقدام به تصریح آن در قانون مذكور نمود. اما صرفنظر از حوزه سیاستگذاری كلان كشور در این خصوص، تحلیل چنین نیازی با رویكرد كارشناسی نیز حائز اهمیت خواهد بود.
نیاز به اصلاح قراردادهای نفتی
نگاهی بر برنامه و عملكرد صنعت نفت در دهه‌های اخیر، به‌ویژه در حوزه جذب سرمایههای خارجی در بخش بالادست این صنعت، حاكی از شكاف قابل توجهی بین برنامه تدوین شده برای سرمایه‌گذاری در بخش بالادست و عملكرد واقعی صنعت در این حوزه می‌باشد. اگرچه نقش تحریم‌های ظالمانه و تك‌جانبه علیه كشور غیر قابل انكار و چشم‌پوشی است، اما به نظر می‌رسد محدودیت‌های دیگری نیز در بدنه صنعت وجود داشته كه از آن جمله می‌توان به ساختار قراردادهای بالادستی كشور اشاره کرد. قراردادهای بیعمتقابل در شرایط زمانی‌ای كه تدوین و اجرایی گردید، الگوی قراردادی مناسبی بوده و در آن زمان، سرمایههای خارجی را به سوی كشور روانه كرد. اما با گذشت زمان و آسیب‌‌شناسی تخصصی قراردادهای مذكور در قالب سه نسل بیعمتقابل، مشخص گردید كه چارچوب قراردادی مذكور دارای محدودیت‌های و ایرادهایی است كه با در نظر داشتن شرایط برخی میادین كشور بالاخص میادین مشترك كه همسایگان به سرعت در حال بهره‌برداری از آنها می‌باشند، مناسب جهت اجرا نخواهند بود.
از سوی دیگر، تحولات بین‌المللی در حوزه قراردادهای بالادستی نفت از جمله تدوین قوانین و چارچوب‌های قراردادی جدید در كشورهای تولیدكننده نفت مانند برزیل، مكزیك، عراق و كردستان كه عمدتا ناشی از تغییر شرایط و محیط بین‌المللی صنعت نفت از جمله نوسان شدید قیمت نفت، ظهور منابع نامتعارف، گسترش انرژی‌های جایگزین و ... می‌باشند، نشان‌دهنده اهمیت این موضوع در عرصه بین‌المللی است. در شرایطی كه كشورهای همسایه ایران شامل عربستان، قطر و عراق در حال برداشت از میادین مشترك كشور می‌باشند، اتكاء به قرارداد بیعمتقابل با چارچوب و شرایط مدون در بیش از 20 سال پیش و عدم بازنگری آن بر اساس نیاز صنعت، غیرمنطقی بوده و قطعا در راستای منافع ملی كشور نخواهد بود. با عنایت به موارد فوق‌الذكر، به نظر می‌رسد مروری بر الگوی قراردادهای جدید نفتی با رویكرد مقایسه‌ای با بیعمتقابل، نه‌تنها نشان‌دهنده پیوستگی این دو ساختار قراردادی در قالب قراردادهای خدماتی خواهد بود، بلكه حاكی از مرتفع شدن ایرادات و محدودیت‌های اصلی بیعمتقابل در چارچوب قوانین و مقررات و در راستای منافع ملی كشور می‌باشد.
خط قرمزی که رعایت شد
قراردادهای بیعمتقابل در صنعت بالادستی نفت، در زمره قراردادهای خدماتی با ریسك قرار گرفته‌اند؛ آنچه كه به تفسیر برخی حقوقدانان، بر اساس قوانین و مقررات كشور، خط قرمز قراردادی كشور است. لذا، چنین تفاسیر قانونی از یكسو و سیاست وزارت نفت از سوی دیگر، منجر به این گردید كه چارچوب قرارداد جدید نفتی ایران نیز در همان قالب قرارداد خدماتی با ریسك باقی مانده و خط قرمز اشاره شده، رعایت گردد. از سوی دیگر، با نگاهی بر شرایط و وضعیت میادین كشور، مشخص می‌گردد كه اكثر میادین در شرایطی قرار گرفته‌اند كه نیاز مبرم به عملیات ازدیاد برداشت و افزایش ضریب بازیافت دارند. این در حالی است كه قرارداد بیعمتقابل از نظر چارچوب حقوقی، مالی و فنی مناسب اجرای چنین عملیاتی نبوده و به همین دلیل، در الگوی بازنگری شده تلاش گردید تا عملیات مذكور به عنوان یكی از مهمترین اصول، مورد توجه واقع گردد. این در حالی است كه نسل‌های مختلف بیعمتقابل تنها به عملیات اكتشاف، ارزیابی و توسعه پرداخته بودند.
چرا نسل سوم قراردادهای بیعمتقابل نیاز به اصلاح داشت؟
یكی از مهمترین محورها در مقایسه این دو چارچوب قراردادی كه بایستی حتما بدان توجه نمود، رژیم مالی قرارداد می‌باشد. از برجسته‌ترین محدودیت‌های قرارداد بیعمتقابل می‌توان به نظام بازپرداخت هزینه‌ها و پرداخت حق‌الزحمه اشاره نمود. علاوه بر این، دشواری تغییر و اصلاح برنامه جامع توسعه میدان از دیگر محدودیت‌هایی است كه در قراردادهای قبلی، اجرای پروژه‌ها را با كندی مواجه نموده است. اگرچه در نسل سوم این قراردادها، سقف هزینه‌های سرمایه‌ای پس از انجام 85 درصد مناقصات، تعیین می‌شود. لذا، در صورتی كه با توجه به یافته‌های جدید در هنگام توسعه یا رفتار واقعی میدان در زمان تولید، نیاز به بازنگری در برنامه جامع توسعه و تغییر شرح كار در راستای بهینه‌سازی تولید باشد یا بنا به دلایل خارج از كنترل پیمانكار از جمله شوك‌های بازار نفت، هزینه‌های انجام كار افزایش یابند، این چارچوب قراردادی فاقد هرگونه انعطاف بوده و در چنین شرایطی، نه‌تنها پیمانكار به شدت متضرر می‌گردد، بلكه منافع شركت ملی نفت ایران نیز ممكن است خدشه‌دار گردد. چراكه پیمانكار به عنوان یك بنگاه اقتصادی، به منظور كاهش ضرر و زیان خود، ممكن است سرمایه‌گذاری لازم را در میدان انجام نداده و صرفا برنامه‌ریزی برای تولید از میدان تا حدی باشد كه بتواند هزینه‌های انجام شده را بازیافت و حق‌الزحمه مربوطه را دریافت کند؛ لذا، خطر عدم برداشت بهینه و صیانتی از میدان مطرح می‌گردد. علاوه بر این، در صورتی كه امكان افزایش تولید از طریق تغییر اندك و جزئی در شرح كار وجود داشته باشد، حتی در صورت موافقت شركت ملی نفت ایران با این موضوع، اخذ مجوزهای مربوطه از شورای محترم اقتصاد، فرآیند اجرا را با كندی مواجه می‌نماید.
مزیت‌های اتصال دستمزد پیمانکار به تولید میدان چیست؟
مكانیزم پرداخت دستمزد در قراردادهای خدماتی شناخته شده در دنیا، به این صورت است كه پیمانكار در ازای انجام شرح كار مشخصی، مستحق دریافت دستمزد با هدف تامین نرخ بازگشت سرمایه منطقی و منصفانه می‌باشد. به عبارت دیگر، بابت سرمایه و منابع مالی تامین شده، ریسك‌های متحمل شده (شامل ریسك‌های مخزنی، تولید، تاخیر در اجرای پروژه و...) و به‌كارگیری تكنولوژی نوین و به‌روز، مستحق دریافت اصل و سود سرمایه می‌باشد. در قرارداد جدید نفتی ایران نیز همانند قرارداد بیعمتقابل، شركت ملی نفت ایران هزینه‌های انجام شده توسط پیمانكار كه به تائید این شركت رسیده را در دوره بازپرداخت مشخص (كه می‌تواند در بازه 10-5 حسب شرایط هر طرح تعریف شود) بازپرداخت می‌نماید. از سوی دیگر، به جای پرداخت حق‌الزحمه در بیعمتقابل كه درصدی از هزینه‌های سرمایه‌ای بوده و بر اساس نرخ بازگشت سرمایه مورد انتظار پیمانكار به صورت یك رقم مشخص تعیین می‌گردید، دستمزدی بابت هر واحد تولید به پیمانكار پرداخت می‌گردد. در قراردادهای بیعمتقابل نسل سوم، بعضا مشاهده می‌گردد كه نرخ دستمزد در زمان انعقاد قرارداد مشخص نشده و پس از انجام طرح، مبلغ مذكور به منظور تامین نرخ بازگشت سرمایه موردانتظار پیمانكار تعیین می‌گردد. این امر به نوعی می‌تواند تضمین نرخ بازگشت سرمایه موردانتظار پیمانكار را به همراه داشته باشد. از طرف دیگر، در صورتی كه حق‌الزحمه به عنوان درصدی از هزینه تعیین شود، پیمانكار انگیزه خواهد داشت تا با افزایش هزینه، مبلغ حق‌الزحمه خود را نیز افزایش دهد. این در حالی است كه میزان تولید میدان در كل دوره عمر آن اهمیتی برای پیمانكار نداشته، چراكه سعی می‌کند تولید میدان را در سال‌های ابتدایی افزایش دهد و از این طریق هزینه‌های خود را بازیافت نماید. قابل ذكر است كه دوره بازپرداخت در این قراردادها 4 الی 6 سال می‌باشد. بنابراین، این امر با اصل تولید صیانتی و بهینه میدان در تضاد خواهد بود. با در نظر گرفتن این موارد، در چارچوب قرارداد نفتی ایران، مكانیزم پرداخت دستمزد بر اساس تولید تعریف شد. این مهم چند مزیت را به همراه دارد؛ اول اینكه، پیمانكار انگیزه كافی برای افزایش تولید داشته و در كنار آن، چون در دوران طولانی‌تری در میدان حضور دارد، منافع وی در گروی افزایش تولید در كل عمر میدان و نه صرفا سال‌های ابتدایی آن می‌باشد. ثانیا، در صورت كاهش تولید، پیمانكار دستمزد را در ازای واحدهای تولیدی كمتری دریافت کرده و خود به خود جریمه می‌شود. سوم اینكه، از آنجا كه دستمزد در ابتدای قرارداد مشخص و ثابت می‌گردد، با افزایش هزینه‌های پیمانكار، اگرچه این هزینه را شركت ملی نفت ایران تائید کرده و بازپرداخت می‌کند، اما به دلیل ثابت بودن دستمزد، نرخ بازده داخلی پیمانكار كاهش می‌یابد. نكته چهارم اینكه، پیمانكار در بیعمتقابل تنها تعهد به تولید 21 روز از 28 روز داشته و در صورت تحقق این امر كه البته به راحتی قابل دستیابی است، مستحق دریافت كل حق‌الزحمه قراردادی می‌گردد. این در حالی است كه در چارچوب قراردادی جدید، پیمانكار به صورت خودكار ناچار و متعهد به تولید بهینه است.
انعطاف در نظام مالی قرارداد به معنای مجاز بودن پیمانکار برای هر کاری نیست
نكته دیگری كه باید مورد توجه واقع شود، تعدیل دستمزد در چارچوب قراردادی جدید بر اساس قیمت نفت/گاز می‌باشد. از آنجا كه در صورت كاهش قیمت نفت، شركت ملی نفت ایران همان دستمزدی را به پیمانكار پرداخت می‌كند كه در شرایط بالا بودن قیمت نفت/گاز می‌دهد و این به معنای تحمل ریسك كاهش قیمت توسط شركت ملی نفت ایران خواهد بود، به منظور توزیع ریسك ناشی از چنین كاهش قیمتی، مكانیزمی در چارچوب قراردادی جدید پیش‌بینی گردید كه بر اساس آن چنانچه قیمت نفت/گاز كاهش یابد، شركت ملی نفت ایران دستمزد پیمانكار را كاهش داده و تعدیل می‌کند. البته این كاهش تا كف مشخص‌شده‌ای خواهد بود. از سوی دیگر به منظور رعایت اصل ریسك و بازده، چنانچه قیمت نفت/گاز افزایش یابد، دستمزد پرداختی به پیمانكار افزایش یافته كه البته این افزایش نیز تا سقف مشخصی خواهد بود. بنابراین، بر اساس چنین مكانیزمی، ریسك نوسان قیمت بین طرفین توزیع می‌گردد. این مهم در قرارداد بیعمتقابل وجود نداشت.در این خصوص باید توجه کرد كه توسعه و بهره‌برداری از میادین بالادست یك صنعت پرریسك می‌باشد كه عوامل عدم اطمینان و متغیرهای غیرقابل پیش‌بینی در آن قابل توجه‌‌اند. بنابراین، انعطاف در نظام مالی قرارداد، نه به این معنا كه پیمانكار مجاز به انجام هرگونه عملیاتی در میدان باشد، بلكه با این رویكرد كه شركت ملی نفت ایران انعطاف لازم به منظور مدیریت و هدایت پروژه از طریق چارچوب قرارداد را داشته باشد، امری ضروری و حائز اهمیت است. مروری بر تحلیل‌های صورت گرفته، این واقعیت را آشكار می‌سازد كه الگوی قرارداد جدید نفتی ایران با رویكرد بازنگری و تكمیل قرارداد بیعمتقابل در چارچوب قوانین و مقررات كشور طراحی و تدوین گردیده و نشانگر فاصله چندان عمیقی كه این روزها از آن صحبت شده و حتی بعضا ویژگی‌های قراردادهای امتیازی و مشاركت در تولید بدان نسبت داده می‌شود، نمی‌باشد.
*كارشناس ارشد سرمایه‌گذاری شركت ملی نفت ایران
3939
نظر شما